La demanda considerada se resume en el Cuadro N° 2.1.
Cuadro N° 2.1
Durante el año 1997 se produce una tasa singular de incremento en la demanda por la incorporación de las cargas de Centromín y Talara: 13,2 % en potencia y 9.8% en energía.
RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº 012-97 P/CTE
Lima, 20 de mayo de 1997
LA COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS
De conformidad con lo establecido en el Artículo 81 del Decreto Ley 25844 y Artículo 162 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión Nº 010-97 de fecha 14 de mayo de 1997;
RESUELVE:
Artículo Único: Aprobar la publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1997, concordante con la Resolución de la Comisión de Tarifas Eléctricas Nº 004-97 P/CTE, el mismo que se anexa a la presente.
Regístrese, comuníquese y publíquese.
Santiago B. Antunez de Mayolo
Presidente
Comisión de Tarifas de Energía
PROCEDIMIENTOS Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA
Fijación de Tarifas de Mayo 1997
1.Introducción
Con fecha 12 de abril de 1997 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) publicó la Resolución Nº004-97 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para el período mayo - octubre de 1997.
El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento (Artículo 162º), relacionadas con la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) dar a conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barra del período indicado.
Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SISUR. Para cada uno de ellos se incluye información detallada sobre la determinación de las tarifas, incluyendo los datos básicos y los resultados del cálculo.
Para el caso de los sistemas aislados los criterios fueron los mismos que se utilizaron para la última Fijación de Tarifas en Barra, como se describe en los Procedimientos publicados con la Resolución Nº 028-95-P/CTE del 28 de noviembre de 1995.
Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas.
El precio básico de la energía se calculó utilizando los modelos matemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina más económica para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión.
Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales se calculó aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión económicamente adaptado (STEA) y el costo marginal.
Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.
1.Sistema Centro Norte
El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona por el sur hasta Piura por el norte y enlaza la mayor parte de ciudades de la región central y norte del Perú se extenderá durante el presente año hasta conectar la ciudad de Talara y la nueva central a gas natural de la Empresa Eléctrica de Piura, prevista para entrar en operación a fines de año.
Un evento importante en la operación del SICN será la incorporación de la generación y demanda de Centromín Perú. Las centrales de Centromín pasarán a formar parte de las centrales despachadas por el COES cuando la Empresa Electro Andes reciba en transferencia los activos correspondientes a la generación de Centromín y empiece a operar en forma independiente como un miembro más del COES-SICN.
El Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución N°140-97-EM/DGE definió a la LT Chiclayo-Piura y la tercera terna de la LT Ventanilla-Chavarría como parte del Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SICN.
En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el período mayo-octubre 1997.
1.Precios Básicos
1.Procedimientos de Cálculo
Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SICN
1.Precio Básico de Energía
El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º de la Ley.
Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energía para un solo nudo, permiten calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidro-térmico con un solo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizan programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación del parque generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 39 años (1957-1995) y la demanda esperada hasta el año 2001. Los principales auto - productores Centromín Perú y la Refinería de Talara fueron incorporados al sistema tanto con su demanda como con su generación.
La representación de la demanda agregada del sistema en un solo nodo se realizó en diagramas de duración mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta (media y base).
Precio Básico de Potencia
El precio básico de la potencia se determinó a partir de los resultados de un estudio que se encargó para definir una metodología que permita determinar el tipo, tamaño y ubicación de la unidad más económica para suministrar el incremento de la demanda durante las horas de demanda máxima anual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión), más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual.
El método utilizado para identificar la unidad de punta consistió en evaluar la economía de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir de diferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duración de carga durante las horas de punta de un período de 4 años.
Mediante el despacho probabilístico de las unidades durante las horas de punta, se determinó el costo total de inversión, operación y falla, y se eligió la unidad que brinda el menor costo total. En este método de despacho se determinó simultáneamente el margen de reserva teórico para un nivel de seguridad de 98%.
Se determinó que la unidad de punta más económica para suministrar potencia durante las horas de máxima demanda anual, en el caso del SICN, es una turbina a gas.
Premisas y Resultados
La demanda considerada se resume en el Cuadro N° 2.1.
Cuadro N° 2.1
Durante el año 1997 se produce una tasa singular de incremento en la demanda por la incorporación de las cargas de Centromín y Talara: 13,2 % en potencia y 9.8% en energía.
Cuadro Nº 2. 2
Para la presente regulación se ha utilizado el plan de obras de noviembre 1996 debido a que se mantiene vigente el compromiso entre Shell y el Gobierno Peruano de comenzar la producción de energía eléctrica en Camisea a inicios del año 2000.
Además de las obras de generación indicadas se tiene previsto el ingreso de la línea de transmisión a 220 kV Piura - Talara en julio 1997 y la tercera terna de la LT a 220 kV Ventanilla - Chavarría en abril 1997. La LT Piura - Talara permitirá incorporar al SICN las unidades existentes y futuras de la Central de Malacas.
La incorporación de las centrales de Centromín Perú (ELECTRO ANDES) a partir de junio de 1997 se da por la separación definitiva de las actividades de Generación y Minería que actualmente realiza Centromín Perú a raíz de la venta de dichas centrales.
El Cuadro Nº 2.3 presenta la información disponible de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema Interconectado Centro Norte.
Cuadro Nº 2. 3
En el Cuadro Nº 2.3, se observa que la energía media anual disponible en las centrales hidráulicas, alcanza los 11872 GWh, mientras que el consumo de energía esperado para el año 1997 se estima en 12174 GWh, es decir 302 GWh superior, lo cual en el año medio sería cubierto por centrales térmicas.
Considerando que entre los años 1997 y 2001 no se prevé la incorporación de una gran central hidráulica, se estima que los incrementos del consumo serán satisfechos por las centrales térmicas actuales y futuras a instalarse.
En el Cuadro Nº 2.4 a continuación se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del Sistema Interconectado Centro Norte.
Cuadro Nº 2. 4
Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).
El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad térmica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del rendimiento de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº2 como combustible el rendimiento se expresa en Kg./kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh.
El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociado directamente al combustible, pero en el cual incurre la unidad térmica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costos totales de las unidades térmicas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.
El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades térmicas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad térmica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.5 muestra los resultados del procedimiento.
Cuadro Nº 2. 5
En lo relativo al CVC de los combustibles líquidos (Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV) el precio utilizado considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente.
En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras (modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas a nivel nacional.
El Cuadro N° 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 31 de marzo de 1997.
Cuadro Nº 2.6
En el caso del Gas Natural, se considera como precio del combustible en la central, aquel precio fijado/determinado en la boca de pozo o planta de separación multiplicado por un factor que considere únicamente las pérdidas de transporte en el ducto que une el pozo a la central (en este caso se considera como parte de la pérdida de transporte las extracciones que se hacen a lo largo del ducto por las unidades de bombeo). Los peajes por el ducto de transporte se consideran como costos fijos de las centrales generadoras y no se incorporan en el costo variable de producción de la electricidad.
Debido a que el gas natural por su naturaleza no presenta características de libre disponibilidad y comercialización como en el caso de los combustibles líquidos, es necesario que el valor a adoptar como precio de referencia refleje una señal económica eficiente que promueva la competencia del producto y la adaptación económica del parque generador. Por esta razón se propone que en la determinación del precio de referencia del gas natural, se consideren los contratos de productor a consumidor final que se realicen en condiciones de competencia e igualdad para todos los usuarios y cuyo periodo contractual no sea menor de 15 años.
Para la presente fijación de tarifas eléctricas se ha adoptado como referencia para el valor del gas natural seco el precio medio anual proyectado del barril del Residual Fuel Oil (PRFO) al 0.7% de contenido de Azufre, en la Costa del Golfo de los Estados Unidos de Norteamérica, estimado para los próximos 4 trimestres por la revista "Petroleum Market Analysis" de Bonner & Moore Associates Inc.. De acuerdo a la información disponible a la fecha del cálculo de la tarifa el valor del PRFO corresponde a 17,15 US$/Barril.
Para el caso de la Central Térmica de Talara que utiliza el gas natural seco como combustible, el precio máximo adoptado para dicho gas puesto en la central, en US$/kpc, se ha asumido igual a 0,115*PRFO, es decir 0,115*17,15 = 1,972 US$/kpc.
Para el caso de las centrales térmicas de Aguaytía y Camisea que utilizan el gas natural seco como combustible, el precio máximo adoptado para el gas puesto en la central, en US$/kpc, se ha asumido igual a 0,10*PRFO, es decir 1,715 US$/kpc.
Los valores anteriores se encuentran dentro del rango de precios determinado en los estudios efectuados por la Comisión de Tarifas Eléctricas hasta la fecha.
Tomando como referencia la información del Cuadro Nº 2.6 y agregándole los fletes hasta cada central eléctrica, se determinan los costos de combustibles puestos en la central. Este resultado se muestra en el Cuadro Nº 2.7.
Con los precios anteriores y los rendimientos del Cuadro N° 2.4 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro N° 2.8
Cuadro Nº 2. 7
El costo básico de potencia se determinó como la suma de la inversión anual más los costos fijos de operación y mantenimiento (COyM) de la central de punta. Para el SICN se ha definido la central de punta como una turbina a gas de 100 MW de potencia (ISO) ubicada en Lima.
La inversión anual es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de la central de punta (generador más conexión a la red).
El factor para considerar la indisponibilidad teórica del sistema eléctrico se ha determinado que es igual a 1,255. Este valor se utiliza para determinar el Precio Básico de Potencia a partir de la anualidad de la inversión y los costos anuales fijos de operación y mantenimiento de la planta de punta como se indica más abajo.
En los costos de la central de punta utilizada para calcular el precio básico de potencia se consideran los Costos Fijos No Combustible (CFNC) de la máquina seleccionada. El CFNC anual para la máquina de punta asciende a 0,875 millones de US$ por año y se encuentra incorporado en el rubro "Otros" del Cuadro Nº 2.9.
El Precio Básico de Potencia se determinó como el cociente del costo básico de potencia entre la potencia de punta disponible. Dicho precio es igual a 79,32 US$/kW-año.
Cuadro Nº 2. 9
El Cuadro Nº 2.10 presenta el precio básico de la energía a nivel de la barra base Lima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SICN para los próximos 48 meses (modelos JUNRED y JUNTAR).
Cuadro Nº 2. 10
Cargos por Transmisión
Tercera Terna de la LT a 220 kV Ventanilla-Chavarría, a partir de la ampliación de la Central Térmica de Ventanilla.
LT a 220 kV Chiclayo-Piura, a partir de la interconexión de la Central a Gas existente en Talara al SICN.
La definición del SPT influye en la determinación del peaje de conexión y peajes secundarios del SICN. Con el objeto de considerar lo establecido en la R.M. N° 140-97-EM/DGE, se han preparado dos conjuntos de peajes. El primer conjunto considera el Sistema Principal de Transmisión en actual vigencia, el segundo considera el SPT modificado por la incorporación de los tramos de línea indicados arriba.
Cuadro Nº 2. 11
Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema de Transmisión (COyM)
Para la presente fijación de tarifas se ha estimado el COyM de ETECEN como el 2.5% del Valor Nuevo de Reemplazo de sus instalaciones.
Factores de Pérdidas
Cuadro Nº 2.12
Los resultados del ingreso tarifario indican que la mayoría de las líneas poseen un IT negativo. Dado que para efectos del cálculo del peaje sólo se deben tener en cuenta los IT positivos, el IT total del sistema principal resulta en un monto mínimo que asciende sólo a 40 mil US$. Ver Cuadro N° 2.13
Cuadro N° 2.13
Peaje de Conexión del Sistema Principal de Transmisión y Peaje Secundario
Donde aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema de Transmisión
COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual
IT = Ingreso Tarifario, siempre y cuando sea positivo
El peaje de conexión unitario se calcula dividiendo el resultado anterior entre la máxima demanda esperada para el año. Para el presente caso se ha considerado la máxima demanda estimada por el COES: 2009 MW.
Con el VNR reconocido por el sistema de transmisión y los costos de operación y mantenimiento señalados anteriormente, el peaje de conexión al sistema principal de transmisión resulta:
Para el caso del SPT actual: 8,36 US$/kW-año
Para el caso del SPT ampliado de conformidad con la Resolución N°140-97-EM/DGE del Ministerio de Energía y Minas: 10,28 US$/kW-año
Cuadro Nº 2.14
Cuadro N° 2.15
Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres
Para el caso del SPT ampliado, el precio libre promedio resulta 11,556 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 2.3.1, el precio ponderado resultante es 10,583 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 0,916. Esta relación demuestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual las tarifas teóricas se han adoptado como Tarifas en Barra definitivas.
El Cuadro N° 2.16 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricos y libres para el caso del Sistema Principal de Transmisión ampliado según R.M. Nº 140-97-EM/DGE.
Cuadro Nº 2. 16
El Cuadro N° 2.17 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N° 2.15, expresadas en nuevos soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 1997: 2,650 S/./US$
Cuadro Nº 2. 17
Con la entrada en operación de la línea de interconexión se modifica también la extensión del Sistema Principal de Transmisión (SPT) del sur. Las líneas que pasan a formar parte integrante del SPT del sur son la LT Tintaya - Santuario - Socabaya y la LT Toquepala - Aricota, ambas a 138 kV. Con la entrada en servicio de la central de Mollendo y su correspondiente línea de conexión, entrará a formar parte del SPT del sur también la línea Cerro Verde - Socabaya.
A partir de la presente regulación de tarifas se incorpora en la comparación de precios teóricos con los precios del mercado libre, los precios efectivamente facturados por las empresas a sus clientes libres. Hasta la fijación anterior, por disposición del Art. 2° del D.S. N°43-94 EM, esta comparación se realizaba utilizando los precios teóricos de un año de referencia denominado año adaptado.
Procedimientos de Cálculo
Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SIS.
El costo marginal de la energía se determinó con el modelo SISPERU, el cual efectúa el despacho hidrotérmico de un sistema con tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión.
La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y tres nudos representativos del sistema eléctrico. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de los tres nudos.
Para la formación de los precios en barra se agregó al costo marginal de energía el cargo por peaje secundario equivalente en energía.
Igual que para el caso del SICN, el precio básico de la potencia se determinó a partir de una metodología que permite definir el tipo, tamaño y ubicación de la unidad más económica para suministrar el incremento de la potencia durante las horas de demanda máxima anual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión), más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual.
Para el sistema del sur se determinó que la forma más económica de abastecer el incremento de la demanda de punta se logra utilizando grupos Diesel rápidos.
Mediante el despacho probabilístico de las unidades durante las horas de punta, se determinó el factor que representa el margen de indisponibilidad teórica del sistema para un nivel de seguridad de 95%
A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego la determinación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra.
Los datos de demanda de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste se presentan en el Cuadro Nº 3.1 en forma global. Se ha corregido la demanda proyectada por el COES para considerar la falta de contratos con los clientes libres Southern Perú y Cyprus (Cerro Verde). Ante la falta de compromisos de abastecimiento a firme, se ha optado por considerar un crecimiento moderado de estos clientes libres.
Se ha considerado la proyección de la demanda del servicio público, así como la incorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificación rural de las empresas de distribución.
La máxima demanda fue corregida con factores de simultaneidad obtenidos a base de la información histórica horaria del último año de operación proporcionado por el COES.
Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no considerados en el modelo SISPERU.
Cuadro Nº 3. 1
Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa de regulación horaria de Puente Cincel segunda etapa de 173,000 m3 para mayo de 1997. El proyecto incrementará la capacidad de generación en horas de punta de la C.H. Charcani V.
También se prevé la derivación del Río Aobamba directamente a la cámara de descarga de la C.H. Machupicchu a partir de noviembre de 1998. El proyecto incrementará la capacidad de generación de la C.H. Machupicchu en 7.5 MW y evitará realizar proyectos de ampliación del túnel de aducción. La operación de la C.H. San Gabán, en actual construcción, se ha considerado a partir de julio del año 2000.
Como oferta térmica de generación, se prevé la operación de la C.T. Mollendo de 30 MW en actual construcción a cargo de EGASA. También se prevé la instalación de la unidad Nº 4 de la C.T. Calana en octubre de 1997, así como la ampliación de la CT Mollendo en 70 MW con unidades diesel en diciembre de 1998.
Además de las obras de generación indicadas en el Cuadro N°3.2, se ha considerado el ingreso de la LT a 138 kV Cerro Verde - Mollendo para julio de 1997.
Cuadro Nº 3. 2
La información técnica de las centrales hidroeléctricas y térmicas en actual operación y futuras del Sistema Sur se muestran en los Cuadros Nos 3.3 y 3.4 respectivamente.
Cuadro Nº 3.3
Cuadro Nº 3.4
Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro N° 3.5 se muestran los precios base de combustible utilizados (Ex-planta PetroPerú). A partir de estos precios base se ha adicionando el costo de transporte hasta la correspondiente central de generación, obteniéndose los precios locales de los combustibles mostrados en el Cuadro N° 3.6.
Cuadro N° 3.5
Cuadro N° 3.6
Los costos variables, el consumo específico y el costo variable total de las plantas térmicas existentes y futuras para el sistema del sur se resumen en el Cuadro N° 3.7.
Cuadro N° 3.7
El precio básico de potencia para el sistema sur se muestra en el Cuadro N° 3.8.
Cuadro N° 3.8
El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro-térmico "SISPERU", efectuándose el análisis para el período 1997-2001.
Para la presente fijación se han utilizado los caudales regulados de 25 años de las cuencas del Chili y Vilcanota suministrados por el COES. Se encuentra pendiente la actualización del estudio de caudales naturales en las cuencas del Chili, cuya operación es responsabilidad de las empresas de generación y el COES, con lo que será posible optimizar el uso del agua de los embalses, tanto por parte del sector eléctrico como del sector agricultura.
El Cuadro Nº 3.9 muestra los resultados del precio básico esperado a mayo de 1997.
Cuadro N° 3.9
Desde enero 1997, opera en el sistema sur la línea de interconexión Tintaya - Santuario - Socabaya. La entrada de esta línea condicionaba la modificación del Sistema Principal de Transmisión del Sur.
Valor nuevo de reemplazo (VNR)
Para las demás líneas se mantiene el VNR utilizado en la última regulación de peajes para el sistema de transmisión (mayo 1996). Los valores del VNR se indican en el Cuadro N° 3.10
Cuadro N° 3.10
La revisión efectuada recientemente ha permitido establecer que este valor, usado también en la regulación de peajes de mayo 96, es adecuado para las condiciones de operación actuales del sistema sur .
Factores de pérdidas
Cuadro N° 3.11
Cuadro N° 3.12
En tal sentido se han calculado las tarifas para dos configuraciones de SPT: con y sin la LT Socabaya-Cerro Verde. Los peajes de conexión y secundarios varían en consecuencia.
La doble determinación anterior es necesaria porque dentro de la presente regulación tarifaria se deberá anticipar el cambio en los peajes a producirse con la entrada en servicio de la central Mollendo, hacia fines de año, y la consecuente conversión de la línea Socabaya-Cerro Verde de secundaria a principal.
No se ha considerado a la línea Quencoro-Tintaya como parte del sistema principal de transmisión. Por tanto dicha línea a partir de la presente regulación se considera como secundaria asociada a la generación de la central Machupicchu.
Se ha considerado como parte del sistema principal de transmisión el SVC de la S.E. Tintaya.
El peaje de conexión determinado para las dos situaciones descritas se muestra en el Cuadro N° 3.13
Cuadro N°3.13
Los Cuadros Nos 3.14 y 3.15 presentan el peaje secundario calculado para los sistemas del sur con las consideraciones señaladas anteriormente: sin y con la LT Socabaya-Cerro Verde como parte del Sistema Principal de Transmisión.
Cuadro N° 3.14
Cuadro N° 3.15
Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante factores de pérdidas. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de pérdidas correspondientes.
Cuadro N° 3.16
Los precios del Cuadro Nº 3.16 antes de tomarse como Precios en Barra, deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre
Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres
El cálculo del precio promedio ponderado de clientes libres para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se realizó con los resultados del Cuadro Nº 3.16.
Para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se adoptaron los precios de venta a los clientes libres proporcionados por las empresas concesionarias.
El Cuadro Nº 3.17 muestra el resultado de la comparación establecida en la Ley.
Cuadro N° 3.17
Cuadro Nº 3.18
Cuadro Nº 3. 19
Para el período posterior a la entrada en servicio de la Central Térmica de Mollendo, es decir para la situación después de la ampliación del Sistema Principal de Transmisión (LT Socabaya-Cerro Verde), las Tarifas en Barra en moneda nacional, calculadas a la fecha, serían como se muestra en el Cuadro N° 3.20.
Cuadro Nº 3.20
